RU2676777C1 - Автоматизированная система и способ защиты скважинного оборудования от образования нежелательных отложений - Google Patents
Автоматизированная система и способ защиты скважинного оборудования от образования нежелательных отложений Download PDFInfo
- Publication number
- RU2676777C1 RU2676777C1 RU2017146540A RU2017146540A RU2676777C1 RU 2676777 C1 RU2676777 C1 RU 2676777C1 RU 2017146540 A RU2017146540 A RU 2017146540A RU 2017146540 A RU2017146540 A RU 2017146540A RU 2676777 C1 RU2676777 C1 RU 2676777C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- input
- output
- electromagnetic
- well
- control unit
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 32
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 44
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 35
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 23
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 18
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 14
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 claims abstract description 9
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims abstract description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 18
- 230000005672 electromagnetic field Effects 0.000 claims description 10
- 230000005288 electromagnetic effect Effects 0.000 claims description 9
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 7
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 19
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 abstract description 2
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 abstract description 2
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 10
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 8
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 8
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 8
- 230000009471 action Effects 0.000 description 7
- 230000008859 change Effects 0.000 description 7
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 7
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 6
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 5
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 5
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- 230000003044 adaptive effect Effects 0.000 description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 3
- 230000000875 corresponding effect Effects 0.000 description 3
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 3
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 2
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 2
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 230000005684 electric field Effects 0.000 description 2
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 238000000611 regression analysis Methods 0.000 description 2
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 2
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 206010033101 Otorrhoea Diseases 0.000 description 1
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 1
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 1
- 238000004220 aggregation Methods 0.000 description 1
- 238000004378 air conditioning Methods 0.000 description 1
- 238000013528 artificial neural network Methods 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 239000000696 magnetic material Substances 0.000 description 1
- 238000007726 management method Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 125000005609 naphthenate group Chemical group 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 238000009428 plumbing Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 238000004886 process control Methods 0.000 description 1
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000013519 translation Methods 0.000 description 1
- 238000013024 troubleshooting Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Water Treatment By Electricity Or Magnetism (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к ингибированию образования нежелательных отложений на скважинном оборудовании. Система содержит блок регулирующий, помещенный в скважине в зоне расположения насосного оборудования и соединенный через канал связи с первым входом/выходом блока управления, ко второму входу которого подключен выход блока идентификации состояния скважинного насосного оборудования, а третий вход/выход которого соединен с первым входом/выходом блока формирования эталонной модели воздействия, ко второму входу которого подключен выход блока идентификации состояния флюида. В состав системы включен пульт оператора, соединенный с четвертым входом/выходом блока управления, пятый вход/выход которого подключен к гетерогенной информационной сети. Блок регулирующий может содержать управляемый набор радиальных, аксиальных электромагнитных излучателей и размещен в зоне установки насосного оборудования. Канал связи реализуется как по проводной так и по беспроводной схеме. Блок управления выполнен на базе программируемой логики с возможностью автоматического или автоматизированного, с участием оператора, режима работы. Повышается эффективность защиты скважинного оборудования, обеспечивающего увеличение рабочего ресурса, рост надежности, стабилизацию добычи на заданном уровне производительности скважины. 2 н. и 9 з.п. ф-лы, 2 ил.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к ингибированию образования нежелательных отложений на скважинном оборудовании.
Современный процесс добычи углеводородов является дорогостоящей и сложной технологией, обусловленной рядом неопределенностей геологического, технологического и технического характера. Совершенствование систем контроля и управления, работающих в условиях априорной неопределенности, является сложной задачей, эффективно решаемой на основе подходов, использующих принципы обратной связи и оперативных управляющих воздействий, формируемых на основе данных непрерывного контроля.
Традиционный подход заключается в оценке возникших осложнений по факту подъема погружного оборудования на поверхность с последующим анализом. Преимущество подхода обусловлено высокой достоверностью результатов анализа. Однако очевидны и недостатки:
- это понесенные потери в результате отказа;
- дополнительные сложности, обусловленные возобновлением работы после устранения неисправностей;
- неоднозначность решений по предотвращению отказов в дальнейшем.
Альтернативой по отношению к традиционному подходу является оперативный мониторинг параметров техпроцесса, физико-химических свойств скважинного флюида и, на его основе, выработка управляющих воздействий, обеспечивающих предотвращение отказов в автоматизированном или автоматическом режиме.
Проблемы, связанные с добычей нефти, возникают в результате химических и физических изменений скважинных флюидов, по мере их транспортировки из пласта-коллектора на поверхность и далее через систему переработки. Скважинные флюиды могут состоять из смеси жидких углеводородов (нефть или конденсат), газообразных углеводородов (попутный газ) и пластовой воды. Поскольку флюиды подвергаются значительному перепаду давления, изменению температурного режима и значительному перемешиванию, то имеют место изменения их состояния, которые оказывают влияние на эффективность всего процесса добычи и подготовки. К числу основных относятся проблемы, вызванные засорением. Это могут быть нежелательные отложения веществ в системе, к которым относятся соли, продукты коррозии, парафины, асфальтены, нафтенаты, сульфатовосстанавливающие бактерии и газовые гидраты.
Эта проблема в той или иной степени решается посредством, так называемых нехимических и химических технологий. Достоинства и недостатки химических технологий хорошо известны. Однако в последнее время наиболее перспективным считается использование нехимических методов, в частности, среди множества доступных нехимических технологий наиболее часто применяют электромагнитные и магнитные поля для ингибирования нежелательных отложений и изменения физико-химических свойств флюида [Новая концепция обработки скважинного флюида. Научно-технический журнал "Нефть. Газ. Инновации" №6. 2013. С. 48-54].
Известен способ обработки вещества магнитным полем и устройство для его осуществления [RU 2155081, МПК C02F 1/48, опубл. 27.08.2000]. Способ заключается в воздействии на жидкость переменным магнитным полем посредством излучателя, содержащего установленные в корпусе соосно электромагнитную катушку и постоянные магниты. Электромагнитная катушка расположена между магнитами и подключена к генератору, который генерирует модулированные сигналы с частотой 1-200 кГц и несущей частотой 100-2000 кГц, подвергнутые девиации с частотой 1 Гц. Недостатком способа является то, что обрабатывается ограниченный объем жидкости, находящейся в статическом положении, в специальном резервуаре. К недостаткам устройства следует отнести использование излучателя довольно сложной конструкции при локальном характере его воздействия.
Известен способ снижения твердых отложений из водо-нефтяной смеси в трубопроводе нефтяной скважины [RU 2432322, МПК C02F 1/48, опубл. 27.10.2011]. Способ снижения твердых отложений, в частности, осадка, твердых парафинов и/или асфальтенов из водно-нефтяной смеси в трубопроводах для нефтяной скважины заключается в формировании на устье скважины высокочастотного электрического поля посредством излучателя. Это поле распространяется по водо-нефтяной смеси в трубе, под действием поля в смеси образуются гомогенные затравочные кристаллы, на которые осаждаются частицы асфальтенов и/или твердых парафинов. Смесь в таком виде переносится по трубе. Достигаемый технический результат заключается в снижении отложений осадка на внутренней поверхности трубопровода в результате образования гомогенных затравочных кристаллов под действием распространяющегося электромагнитного поля.
К недостаткам указанного способа следует отнести его низкую эффективность с точки зрения защиты погружного оборудования. При размещении излучателя вблизи устья скважины, он будет находиться на достаточно большом удалении, от 500 м до 2000 м и более, от скважинного насоса. Поскольку распространение электромагнитного поля осуществляется в электропроводящей среде, то энергия электромагнитной волны, затухание которой пропорционально квадрату расстояния и обратно пропорционально диэлектрической проницаемости среды, будет ничтожно мала в зоне насоса и продуктивного пласта. Эта энергия будет недостаточна для ингибирования процесса формирования отложений и защиты от коррозии. Для размещения излучателя вблизи скважинного насоса потребуется прокладка отдельной кабельной линии для подключения к генератору, что сопряжено с дополнительным усложнением конструкции колонны насосно-компрессорных труб (НКТ). Также к недостаткам указанного способа следует отнести ограниченность вариаций электромагнитных воздействий.
Известна установка и способ ингибирование образования отложений [патент RU 2634147, МПК Е21В 37/00, опубл. 24.10.2017]. Установка содержит электромагнитные излучатели, размещенные вдоль продольной оси скважинной компоновки на определенном расстоянии друг от друга, блок сопряжения с погружным электродвигателем, установленный в отдельном корпусе, в котором размещен также электронный блок управления, соединенный с блоком сопряжения входом-выходом, и генераторы возбуждения по количеству электромагнитных излучателей, входы которых соединены с выходами электронного блока управления, а выходы соединены с обмотками возбуждения соответствующих электромагнитных излучателей, датчики параметров, установленные в скважинном пространстве и подключенные к электронному блоку управления. Каждый электромагнитный излучатель содержит цилиндрический сердечник из магнитомягкого материала с аксиальной или ортогональной обмоткой, витки которой расположены соответственно аксиально или перпендикулярно оси скважинной компоновки. Установка содержит блок электропитания, включенный в состав блока сопряжения и связанный с обмоткой погружного электродвигателя установки электропогружного насоса для отбора электроэнергии и питания блоков установки для ингибирования образования отложений. Блок управления установки связан каналом связи с аппаратурой мониторинга и управления, размещенной на земной поверхности. Также установка содержит датчики для измерения параметров среды - давления, температуры, обводненности, расхода, а также параметров работы излучателей. Предложенный способ ингибирования коррозии и образования отложений на скважинном оборудовании включает размещение на скважинной компоновке электромагнитных излучателей с образованием зон воздействия посредством аксиальной или ортогональной обмотки возбуждения на сердечнике каждого излучателя. Посредством аксиальной обмотки на сердечнике одного излучателя формируют электродвижущую силу, результирующий вектор которой направлен вдоль оси скважинной компоновки, а посредством ортогональной обмотки на сердечнике другого излучателя формируют магнитодвижущую силу, результирующий вектор которой направлен вдоль оси скважинной компоновки. Воздействие осуществляют электромагнитными полями, разнесенными на определенное расстояние излучателями со своими обмотками вдоль продольной оси скважинной компоновки. Формирование электромагнитных полей в зонах воздействия осуществляют синхронно, либо асинхронно. Осуществляют также регулирование давления и температуры скважинного флюида на входе в систему электропогружного насоса для дополнительной защиты от нежелательных отложений. Достоинствами данного технического решения является:
• широкий диапазон частот излучения по каналам излучения;
• независимость воздействия на скважинный флюид по каждому каналу излучения;
• взаимная инвариантность при выборе и регулировании параметров по каждому каналу излучения;
• расширение области электромагнитного воздействия для интенсификации процессов при значительной протяженности скважинной компоновки;
• стабильность параметров по каждому каналу излучения;
• максимальное согласование выходного импеданса по каждому каналу излучения со средой излучения для эффективной передачи электромагнитной энергии.
Главным недостатком этого решения является трудность выработки оптимального воздействия в условиях изменения физико-химического состояния скважинного флюида, режимов работы установки электропогружного насоса (УЭПН). Наличие канала связи и системы мониторинга на поверхности еще не обеспечивает оптимального управления процессом, т.к. этот процесс не имеет достаточно строгого математического обоснования, т.е. имеет феноменологический характер.
Задачей изобретения является создание автоматизированной системы и способа защиты скважинного оборудования от образования нежелательных отложений, приводящих к отказам этого оборудования, путем выработки оптимального электромагнитного воздействия в оперативном режиме в зависимости от вариаций физико-химических, термодинамических свойств флюида, режимов работы и условий функционирования оборудования с использованием эталонных моделей воздействия.
Техническим результатом изобретения является повышение эффективности защиты скважинного оборудования, обеспечивающего увеличение рабочего ресурса, рост надежности, стабилизацию добычи на заданном уровне производительности скважины.
Поставленная задача решается автоматизированной системой защиты скважинного оборудования от образования нежелательных отложений, содержащая блок регулирующий, помещенный в скважине в зоне расположения насосного оборудования и соединенный через канал связи с первым входом/выходом блока управления, ко второму входу которого подключен выход блока идентификации состояния скважинного насосного оборудования, а третий вход/выход которого соединен с первым входом/выходом блока формирования эталонной модели воздействия, ко второму входу которого подключен выход блока идентификации состояния флюида. В состав системы включен пультом оператора, соединенный с четвертым вход/выход блока управления, а его пятый вход/выход которого подключен к гетерогенной информационной сети.
Согласно изобретению блок регулирующий может содержать управляемый набор радиальных, аксиальных электромагнитных излучателей и размещен в зоне установки насосного оборудования.
Согласно изобретению канал связи реализуется по проводной, или беспроводной схеме.
Согласно изобретению блок управления выполнен на базе программируемой логики с возможность автоматического или автоматизированного, с участием оператора, режима работы.
Поставленная задача решается способом защиты от образования нежелательных отложений скважинного оборудования включающий настройку блока регулирующего, осуществляющего заданное электромагнитное воздействие согласно эталонной модели воздействия, сформированной по результатам идентификации физико-химических свойств и термодинамического состояния флюида, на основе которых выбран априорно оптимальные характер и параметры электромагнитного воздействия по критерию максимального ингибирования образования отложений. При этом контроль результатов воздействия ведут по состоянию насосного оборудования.
Согласно изобретению эталонную модель воздействия формируют на основании лабораторных, стендовых, натурных испытаний и исследований, а также посредством статистической обработки результатов эксплуатации скважин, оснащенных средствами электромагнитной защиты от отложений.
Согласно изобретению идентификация состояния скважинного насосного оборудования осуществляют по результатам интерпретации косвенных измерений.
Согласно изобретению управление системой осуществляют в режиме удаленного доступа благодаря гетерогенной информационной сети.
Согласно изобретению в зоне установки насосного оборудования образуют зоны воздействия электромагнитными полями посредством аксиальных и/или ортогональной излучателей, обеспечивают заданные диапазоны излучения от 10 кГц до 1 МГц по аксиальному излучателю, от 0 до 1 Мгц по ортогональному излучателю и расширяют области электромагнитного воздействия для интенсификации процессов при значительной протяженности скважинной компоновки.
Согласно изобретению формирование электромагнитных полей в зонах воздействия осуществляют синхронно, либо асинхронно.
Краткая сущность изобретения.
Решение поставленной задачи найдено в классе оптимальных адаптивных систем экстремального управления с использованием упрощенных моделей управляемых процессов, в частности, феноменологических моделей. [Справочник по теории автоматического управления / Под ред. А.А. Красовского. - М.: Наука. Гл. ред. физ.-мат. лит. 1987. - 712 с.]. Известно, что адаптивные системы - это системы, в которых недостаток априорной информации восполняется за счет более полного использования текущей информации. В общем виде, в таких системах реальный технологический объект обладает нестабильной экстремальной зависимостью главного показателя эффективности от некоторых входных переменных. Задачей такой системы является поддержание таких значений входных величин, при которых главный выходной параметр имеет экстремальное значение, для нашего случая это показатель максимума ингибирования образования нежелательных отложений.
Необходимыми условиями автоматизации является управляемость и идентифицируемость процесса.
Введем понятие индекса ингибирования образования нежелательных отложений основываясь на известных положениях [Неорганическая химия: в 3 т. / Под. Ред. Ю.Д. Третьякова. Т. 1; Физико-химические основы неорганической химии. / М.Е. Тамм, Ю.Д. Третьяков, М., 2004. - 240 с.,]:
I=1-vt/vсut, где
I - индекс ингибирования нежелательных отложений,
vt - текущий объем удельных отложений,
vcut - критический объем удельных отложений, при которых параметры работы погружного оборудования выходят за пределы установленного допуска.
В свою очередь:
vt=f(ki; δ; S), где
ki=Ci/Ri - коэффициент перенасыщения для i-го вещества;
Ci - фактическая концентрация i-го вещества в растворе;
Ri - растворимость i-го вещества, в данном объеме жидкости в фиксированных термодинамических условиях, т.е.
Ri=f(T, P, ϕ, Σ), где
Т - температура, Р - давление, ϕ - химический потенциал растворенных солей, Σ - совокупность других факторов.
В свою очередь ϕ=|∂G/∂ni| где
G=f(P, Т, Σni) - свободная энергия термодинамической системы (энергия Гиббса), зависящая от давления, температуры и количества и природы веществ ni - Σni.
Вместе с тем процесс кристаллообразования соответствует принципу структурно-геометрического подобия, согласно которому гетерогенная (инородная) поверхность (подложка) служит матрицей при совпадении сингоний (конфигурации элементарной ячейки) веществ и отличии параметров их кристаллических решеток не более, чем на 20%. Относительная величина кристаллографического несоответствия может быть определена из соотношения:
δ=|1-αcr/αsf|, где
αсr - величина параметров кристаллической решетки кристаллобразующего вещества,
αcf - величина параметров кристаллической решетки подложки.
Известна важная характеристика термодинамической системы - термодинамическая энтропия, как одно из объективных качеств, характеризующих хаотичность системы. Согласно выводам Л. Больцмана энтропия определяется соотношением:
где S - энтропия;
b - постоянная Больцмана;
W - термодинамическая вероятность - число возможных микросостояний системы (в данном случае - скважинного флюида), которые обеспечивают параметры данного макросостояния.
Статистическая термодинамика показывает, что энтропия может рассматриваться как сумма составляющих, относящихся к различным формам движения частиц. Различают следующие составляющие энтропии: энтропия поступательного движения молекул Sпост.; энтропия вращательного движения молекул Sвращ.; энтропия вращательного движения атомов и атомных групп, содержащихся в молекуле, Sвн.вращ. (энтропия внутреннего вращения); энтропия колебательного движения атомов и атомных групп, содержащихся в молекуле, Sкол;; и энтропия движения электронов Sэл
S=Sпост+Sвращ+Sвн.вращ+Sкол+Sэл;
Исходя из представленного соотношения следует, что возбуждение термодинамической системы электромагнитными полями приводит к изменению параметров движения частиц и, следовательно, к изменению энтропии этой системы. Особенно велико это влияние при наступлении резонанса [Присяжнюк В.А. Физико-химические основы предотвращения кристаллизации солей на теплообменных поверхностях // Сантехника, отопление кондиционирование, №10, 2003 г. с. 26-30]. В свою очередь изменение энтропии приводит к изменению условий кристаллообразования в растворах. Рост объемного кристаллообразования в растворах солей не только ингибирует отложение этих солей на скважинном оборудовании, но и провоцирует формирование, непосредственно в объеме скважинного флюида, а не на оборудовании, асфальтосмолопарафиновых ингредиентов в виде агрегаций с кристаллами солей.
Идентифицируемость скважинного флюида обеспечивают, помимо рассмотренных выше параметров давления и температуры, информационные сущности:
• состав флюида;
• производительность (расход из скважины);
• компонентный лабораторный анализ;
• тип пласта, глубина залегания;
• газовый фактор и давление насыщения;
• электропроводность.
Идентифицируемость состояния скважинного насосного оборудования обеспечивают ряд параметров и их сочетания:
• текущая мощность УЭПН;
• текущая производительность;
• давление на приеме;
• температура на приеме;
• температура обмотки двигателя;
• уровень вибраций.
Как следует из представленного рассмотрения условий возникновение нежелательных отложений, существенными факторами, объективно существующими, являются свойства и характеристики флюида. В условиях реально существующих скважинных термодинамических систем управляющим воздействием можно считать изменения давления, температуры и энтропии. В силу того, что давление и температура являются параметрами, оптимизируемыми в техпроцессе нефтедобычи, в качестве управляющего фактора используют воздействие на такой многосвязанный параметр как энтропия термодинамической системы. Меняя энтропию системы, ингибируют нежелательные отложения, контролируя состояние скважинного оборудования.
Иллюстрацией к предлагаемому техническому решению является структурная схема системы, представленная на фиг. 1.
Здесь 1 - блок идентификации состояния скважинного насосного оборудования, 2 - блок идентификации состояния скважинного флюида, 3 - блок формирования эталонных моделей воздействия, 4 - гетерогенная информационная сеть (ГИС), 5 - блок управления, 6 - пульт оператора, 7 - канал связи, 8 - блок регулирующий.
Рассмотрим аспекты, связанные с функционированием системы в соответствии с представленной схемой. Блок регулирующий 8 в скважине обеспечивает электромагнитное воздействие на скважинный флюид. Настройка блока 8 обеспечивается блоком управления путем подачи команд через канал связи 7. Система может работать в автоматическом и автоматизированном режиме с участием оператора. Сигнал обратной связи формируется блоком индентификации состояния скважинного насосного оборудования 1, который позволяет регистрировать процесс отложений на рабочих органах насосного оборудования. В установившемся режиме блок 9 обеспечивает защиту элементов скважинного оборудования посредством стабильной генерации электромагнитного поля с заданными параметрами. Формирование требуемой генерации осуществляется согласно априорно выбранной эталонной модели воздействия, параметры которой формируются с использованием информационных сущностей идентификатора флюида.
При появлении возмущений, вызванных, например, изменением физико-химических свойств флюида, и росте отложений запускается процесс изменения параметров модели, соответственно подстраивается режим работы блока 8.
Высокий уровень адаптации установки обеспечивает возможность участия в процессе оператора (т.е. лица принимающего решение). Таким лицом может быть, например, технолог или геолог промысла.
Алгоритм работы установки представлен на фиг. 2.
Реализация всех составляющих установки известна.
Блок регулирующий 8 известен, он располагается в скважине в зоне расположения насосного оборудования и может, например, быть выполнен аналогично установке [пат. RU 2634147, МПК Е21В 37/00, опубл. 24.10.2017] использующей электромагнитные излучатели аксиального и радиального типа.
Идентификация состояния флюида базируется на выше упомянутых информационных сущностях. Задача блока 2 обеспечить формирование модели флюида, на основе которой осуществить выбор электромагнитного воздействия с оптимальными параметрами, т.е. сформировать эталонную модель воздействия.
Требования к модели процесса ингибирования образования нежелательных отложений известны - они должны быть адекватны и эффективны. В то же время процесс борьбы с нежелательными отложениями с использованием электромагнитных воздействий не подчинен всеобъемлющей и строгой теории. Особую актуальность, в связи с отсутствием прямого доступа к внутрискважинному пространству приобретают процессы материального моделирования на основе физических экспериментов, натурных экспериментальных испытаний и статистической обработки результатов промысловой эксплуатации погружного оборудования и на основе этого выработка эталонных моделей процесса ингибирования (моделей воздействия).
Поясним на простейшем наглядном примере. Предположим, стоит задача определения оптимального воздействия на скважинный карбонатный флюид с определенным составом. Первоначально, в лабораторных условиях, на образце флюида или на его химическом подобии, определяют вид и диапазоны изменения параметров электромагнитного воздействия (воздействие магнитным и электрическим полем в диапазоне частот fн…fв), обеспечивающие максимальное кристаллообразование в объеме жидкости в форме арагонитов (соответствующий уровень энтропии) в реальном масштабе времени при оптическом контроле (под микроскопом). Затем на большем объеме жидкости, на специальном стенде, имитирующем термодинамические скважинные условия, осуществляют варианты воздействия с учетом результатов лабораторного исследования. В процессе эксперимента, на стенде, например, определяется посредством известного устройства [пат. RU 2634147, МПК Е21В 37/00, опубл. 24.10.2017] оптимальный вариант воздействия (сочетание аксиального и радиального облучения, определения оптимальных частот из ранее определенного диапазона), обеспечивающий максимум ингибирования солеотложения (с максимумом кристаллообразования в форме арагелитов) в жидкости. Таким образом, получаем конкретную модель флюида, которая коррелируется с определенным видом и параметрами электромагнитного воздействия, т.е. формируется эталонная модель воздействия.
Другой вариант формирование эмпирической модели воздействия - это эксперименты на реальной скважине при должном информационном обеспечении. Суть способа заключается в том, что технолог в течение определенного, достаточно продолжительного этапа работы по управлению реальным процессом, вырабатывает свой алгоритм коррекции управляющих воздействий, которые приводят к решению поставленной задачи. В основу данного типа модели положен принцип определения поправок на каждое управляющее воздействие (метод проб и ошибок). Этот алгоритм по каждому управляющему воздействию сводится к определению результирующей поправки Δq:
Δq=a1[x1(τ-1)-x1(τ)]+а2[х2(τ-1)-х2(τ)]+…
Где Xi(τ-1) и Xi(τ) - управляющие воздействия в прошедший и текущий моменты времени.
Кроме того при наличии фонда скважин, эксплуатируемых в осложненных условиях и использующие средства электромагнитной защиты от нежелательных отложений, возможно формирование моделей воздействия на основании статистической информации с использованием методов регрессионного анализа [Дрейпер Н. Прикладной регрессионный анализ: перевод с английского / Н. Дрейпер, Г. Смит. 3-е изд. Москва: Вильямс, 2007. 912 с.].
Наличие средств автоматизации и развитой информационной сети позволяет автоматизировать формирование и идентификацию моделей эмпирического и экспериментально-статистического типов с использованием искусственных нейронных сетей и моделей с нечеткой логикой, что особенно важно в условиях вариаций физико-химических свойств скважинного флюида и термодинамических условий его добычи.
Следует также отметить, что используемые при выборе оптимальной модели воздействия субоптимальные модели (т.е. обеспечивающие, отчасти, также приемлемый результат) могут быть полезны при практическом применении.
При идентификации состояния скважинного насосного оборудования опираются, из-за отсутствия непосредственного доступа, на эвристические методы, основанные на многолетнем практическом опыте [Прогнозирование осложнений при эксплуатации механизированных скважин с помощью программы Rospump / Топольков А.С. // Инженерная практика. - 2014 - №02 - С. 48-53], и основанные на косвенных измерениях, однозначно коррелируемые с состоянием этого оборудования. В частности, например, на начальном этапе эксплуатации, при выводе скважины на режим формируют базовые значения, обладающие достаточной стабильностью:
- текущая мощность привода насоса - S*
- текущая производительность - Q*;
- давление на приеме насоса - Р*;
- температура на приеме насоса - Т*;
- уровень вибраций насосного оборудования - А*.
В процессе эксплуатации осуществляют контроль указанных параметров - ΔXi=Xi-Xi*, т.е. контролируют уход каждого параметра (Xi - текущий параметр, X* - базовое значение);
Затем осуществляют допусковый контроль (кроме AQ):
ΔXiдоп≥ΔXi=0;
ΔXiдоп≤ΔXi=1.
Формируется логическая функция С:
С=ΔS⋅ΔP⋅ΔT⋅ΔA;
При ΔQ≤0 и С=1 - идентифицируется как процесс образования нежелательных отложений на элементах насосного оборудования. Метод простой, но требует корректной статистической обработки.
Другой метод идентификации состояния скважинного оборудования на базе так называемого томографа фирмы «Rocsole» [www.rocsole.com/en/products_oil_gas] - прибора, позволяющего оценить характер отложений в исследуемом объеме цилиндрической формы, по которому перемещается флюид. Метод достаточно перспективный, но требует четкой и однозначной интерпретации результатов измерений.
Блок управления совместно с пультом оператора реализуется на базе известных средств вычислительной техники в соответствующем конструктивном исполнении.
Реализации канала связи скважина - поверхность известна. Канал может выполняться на базе проводных и беспроводных систем.
Гетерогенная информационная сеть (ГИС) на поверхности содержит в себе различные каналы связи и средства связи, при условии их совместимости. Автоматизация информационного обмена на базе этой сети позволяет любому пользователю, подключенному к ГИС, в рамках его полномочий, получить оперативный доступ к необходимым ресурсам для решения текущих и перспективных задач. ГИС включает в себя Интернет, GSM, радиолинии, спутниковую связь, проводные линии и их комбинации. Используя ГИС установка может функционировать в режиме удаленного доступа.
Т.о. преимуществом предлагаемого технического решения являются:
1. Повышение уровня защиты от нежелательных отложений скважинного оборудования за счет обеспечения оптимальности электромагнитного воздействия по максимуму индекса ингибирования в условиях вариаций физико-химических свойств скважинного флюида и термодинамических условий функционирования скважинного оборудования. Как следствие - повышение надежности и рабочего ресурса скважинного оборудования.
2. Сокращение трудозатрат и минимизация ошибок персонала за счет автоматизации работ по эксплуатации и контроля оборудования, при этом:
- высокий уровень открытости и мобильности системы для уполномоченного персонала за счет ГИС;
- возможность участие оператора (технолога, геолога) в работе установки позволяет расширить ее адаптационные возможности.
Claims (11)
1. Автоматизированная система защиты скважинного оборудования от образования нежелательных отложений, содержащая блок регулирующий, осуществляющий электромагнитное воздействие на скважинный флюид и включающий электромагнитные излучатели аксиального и радиального типа, помещенный в скважине в зоне расположения насосного оборудования и соединенный через канал связи с первым входом/выходом блока управления, ко второму входу которого подключен выход блока идентификации состояния скважинного насосного оборудования, а третий вход/выход которого соединен с первым входом/выходом блока формирования эталонной модели воздействия, ко второму входу которого подключен выход блока идентификации состояния флюида, при этом четвертый вход/выход блока управления соединен с пультом оператора, а его пятый вход/выход соединен с гетерогенной информационной сетью.
2. Автоматизированная система по п. 1, отличающаяся тем, что блок регулирующий содержит управляемый набор радиальных, аксиальных электромагнитных излучателей и размещен зоне установки насосного оборудования.
3. Автоматизированная система по п. 1, отличающаяся тем, что канал связи реализуется по проводной или беспроводной схеме.
4. Автоматизированная система по п. 1, отличающаяся тем, что блок управления выполнен на базе программируемой логики с возможностью автоматического или автоматизированного, с участием оператора, режима работы.
5. Автоматизированная система по п. 1, отличающаяся тем, что она подключена к гетерогенной информационной сети.
6. Способ защиты скважинного оборудования от образования нежелательных отложений, включающий настройку блока регулирующего, осуществляющего заданное электромагнитное воздействие согласно эталонной модели воздействия, сформированной по результатам идентификации физико-химических свойств и термодинамического состояния флюида, на основе которых априорно выбраны оптимальные характер и параметры электромагнитного воздействия по критерию максимального ингибирования образования отложений, причем ведут контроль результатов воздействия по состоянию насосного оборудования.
7. Способ по п. 6, отличающийся тем, что эталонную модель воздействия формируют на основании лабораторных, стендовых, натурных испытаний и исследований, а также посредством статистической обработки результатов эксплуатации скважин, оснащенных средствами электромагнитной защиты от отложений.
8. Способ по п. 6, отличающийся тем, что идентификацию состояния скважинного насосного оборудования осуществляют по результатам интерпретации косвенных измерений.
9. Способ по п. 6, отличающийся тем, что управление системой осуществляют в режиме удаленного доступа благодаря гетерогенной информационной сети.
10. Способ по п. 6, отличающийся тем, в зоне установки насосного оборудования образуют зоны воздействия электромагнитными полями посредством аксиальных и/или ортогональной излучателей, обеспечивают заданные диапазоны излучения от 10 кГц до 1 МГц по аксиальному излучателю, от 0 до 1 Мгц по ортогональному излучателю и расширяют области электромагнитного воздействия для интенсификации процессов при значительной протяженности скважинной компоновки.
11. Способ по п. 6, отличающийся тем, что формирование электромагнитных полей в зонах воздействия осуществляют синхронно, либо асинхронно.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017146540A RU2676777C1 (ru) | 2017-12-27 | 2017-12-27 | Автоматизированная система и способ защиты скважинного оборудования от образования нежелательных отложений |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017146540A RU2676777C1 (ru) | 2017-12-27 | 2017-12-27 | Автоматизированная система и способ защиты скважинного оборудования от образования нежелательных отложений |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2676777C1 true RU2676777C1 (ru) | 2019-01-11 |
Family
ID=65025053
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017146540A RU2676777C1 (ru) | 2017-12-27 | 2017-12-27 | Автоматизированная система и способ защиты скважинного оборудования от образования нежелательных отложений |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2676777C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2808982C1 (ru) * | 2023-08-28 | 2023-12-05 | Акционерное общество "Научно-исследовательский и конструкторский институт центробежных и роторных компрессоров им. В.Б. Шнеппа" | Способ автоматической диагностики наличия отложений на стенках рекуперативного теплообменного аппарата |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2140519C1 (ru) * | 1998-03-11 | 1999-10-27 | Подобед Виктор Сергеевич | Устройство для акустического воздействия на нефтегазоносный пласт |
| RU2297517C2 (ru) * | 2004-12-16 | 2007-04-20 | Николай Иванович Сердюк | Устройство для автоматической декольматации эксплуатационной многопластовой гидрогеологической скважины |
| RU2529689C2 (ru) * | 2012-08-01 | 2014-09-27 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Инновационно-Производственный Центр "Пилот" | Способ электромагнитного воздействия на скважинное пространство при добыче углеводородного сырья |
| RU2570870C1 (ru) * | 2014-06-10 | 2015-12-10 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Научно-Исследовательский Институт Технических Систем" "Пилот" (Нии Тс "Пилот") | Электромагнитный излучатель, устройство и способ ингибирования образования отложений и коррозии скважинного оборудования |
| CN105735942A (zh) * | 2016-04-27 | 2016-07-06 | 张志文 | 一种物联网智能热洗清蜡方法及系统 |
| RU2599893C1 (ru) * | 2015-06-30 | 2016-10-20 | Софья Робертовна Алимбекова | Управляемый электромагнитный протектор скважинной установки электропогружного насоса |
-
2017
- 2017-12-27 RU RU2017146540A patent/RU2676777C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2140519C1 (ru) * | 1998-03-11 | 1999-10-27 | Подобед Виктор Сергеевич | Устройство для акустического воздействия на нефтегазоносный пласт |
| RU2297517C2 (ru) * | 2004-12-16 | 2007-04-20 | Николай Иванович Сердюк | Устройство для автоматической декольматации эксплуатационной многопластовой гидрогеологической скважины |
| RU2529689C2 (ru) * | 2012-08-01 | 2014-09-27 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Инновационно-Производственный Центр "Пилот" | Способ электромагнитного воздействия на скважинное пространство при добыче углеводородного сырья |
| RU2570870C1 (ru) * | 2014-06-10 | 2015-12-10 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Научно-Исследовательский Институт Технических Систем" "Пилот" (Нии Тс "Пилот") | Электромагнитный излучатель, устройство и способ ингибирования образования отложений и коррозии скважинного оборудования |
| RU2599893C1 (ru) * | 2015-06-30 | 2016-10-20 | Софья Робертовна Алимбекова | Управляемый электромагнитный протектор скважинной установки электропогружного насоса |
| CN105735942A (zh) * | 2016-04-27 | 2016-07-06 | 张志文 | 一种物联网智能热洗清蜡方法及系统 |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2808982C1 (ru) * | 2023-08-28 | 2023-12-05 | Акционерное общество "Научно-исследовательский и конструкторский институт центробежных и роторных компрессоров им. В.Б. Шнеппа" | Способ автоматической диагностики наличия отложений на стенках рекуперативного теплообменного аппарата |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10739177B2 (en) | Method and apparatus for monitoring the flow of mixtures of fluids in a pipe | |
| RU2484242C2 (ru) | Система и способ контроля и регулирования дебита скважин | |
| US8997860B2 (en) | Methods for monitoring the formation and transport of a fracturing fluid using opticoanalytical devices | |
| US9395306B2 (en) | Methods for monitoring fluids within or produced from a subterranean formation during acidizing operations using opticoanalytical devices | |
| US9222348B2 (en) | Methods for monitoring the formation and transport of an acidizing fluid using opticoanalytical devices | |
| US9297254B2 (en) | Methods for monitoring fluids within or produced from a subterranean formation using opticoanalytical devices | |
| US20130031971A1 (en) | Methods for monitoring fluids within or produced from a subterranean formation during fracturing operations using opticoanalytical devices | |
| US20130031972A1 (en) | Methods for monitoring a water source using opticoanalytical devices | |
| US20130032545A1 (en) | Methods for monitoring and modifying a fluid stream using opticoanalytical devices | |
| EP2739570A1 (en) | Methods for monitoring bacteria using opticoanalytical devices | |
| WO2018012995A1 (ru) | Способ определения фильтрационных параметров в многоскважинной системе методом импульсно-кодового гидропрослушивания (икг) | |
| US11448608B2 (en) | Systems, tools, and methods for determining a fluid property based on EPR spectroscopy on an induced paramagntic response from a fluid | |
| RU2570870C1 (ru) | Электромагнитный излучатель, устройство и способ ингибирования образования отложений и коррозии скважинного оборудования | |
| RU2676777C1 (ru) | Автоматизированная система и способ защиты скважинного оборудования от образования нежелательных отложений | |
| Mackay et al. | Impact of brine flow and mixing in the reservoir on scale control risk assessment and subsurface treatment options: case histories | |
| RU2634147C1 (ru) | Установка и способ ингибирования коррозии и образования отложений на скважинном оборудовании | |
| Peng et al. | Data-driven collapse strength modelling for the screen pipes with internal corrosion defect based on finite element analysis and tree-based machine learning | |
| Wang et al. | Combined application of unsupervised and deep learning in absolute open flow potential prediction: a case study of the Weiyuan Shale gas reservoir | |
| US20240141767A1 (en) | Optimizing a field operation that comprises a gas injection | |
| Yin et al. | Parameter identification of multistage fracturing horizontal well based on PSO-RBF neural network | |
| US20230175387A1 (en) | Optimizing chemical treatment at the subsurface for improved well performance | |
| US11753926B2 (en) | Method and system for predicting caliper log data for descaled wells | |
| US20240027643A1 (en) | Identification of unidentified subterranean samples | |
| Jia et al. | Trial and Assessment of Downhole Intelligent Water Injector | |
| Jónap et al. | Analyses and Field Applications of Gas Hydrate Inhibitors |